南都电源数据中心用储能系统解决方案

浙江南都能源动力股份有限公司2017.4.24苏州IDC储能＋备电系统解决方案吴贤章浙江南都能源动力股份有限公司IDC储能＋备电系统解决方案101储能在的IDC行业中的价值IDC储能＋备电的系统方案IDC储能＋备电的商业模式0203IDC储能＋备电系统解决方案目录01储能在的IDC行业中的价值IDC储能＋备电的系统方案ID2储能在IDC行业中的价值PART1储能在IDC行业中的价值PART132012201320142015148.2153.4157.5161.54.5%3.5%2.7%2.5%数据中心的建设受经济和政策影响不大数据中心运维大多还处于发展初期节能降耗成为数据中心建设新热点166.22.9%2016单位：亿元人民币数据中心基础设施投资额*及同比增长率当前中国数据中心每年新增投资规模在1000亿元人民币左右，包含服务器、网络存储、网络设备、基础设施产品等，随着中国信息化社会的快速推进，以及云计算、物联网等产业的崛起，数据中心作为终端海量数据的承载与传输实体，每年的投资增速日益加快，2014年中国数据中心保有量约为4.9万个，总面积约为1300万平米，预计到达2020年，中国数据中心保有量将超过8万个，总面积将超过3000万平米。中国数据中心（IDC）整体现状2012201320142015148.2153.4157.4IDC全生命周期成本解析上表可见，机电造价占总造价的62%，但是总造价经过土地50年、建筑30年、设备5～10年的折旧计算后，只占总成本的29%，54%的成本是电费成本，降低IDC年运营成本的最关键的两个部分：1、降低电费单价，2、降低PUE。注：1、按照每个机柜用电到额定电量测算，最恶劣状况。2、资金成本按照6%的贴现率计算项目电费成本/kw/年年折旧分摊成本/kw维护成本元/kw/年资金成本元/年总成本资金（元）¥12,614.4¥6,750.5¥1,354.1¥2,751.8¥23,470.7占比53.75%28.76%5.77%11.72%100.00%项目土建造价/KW设施造价/KWIT造价/KW传输一次投入总成本资金（元）¥10,229.5¥28,394.3¥5,559.8¥1,679.2¥45,862.7占比22.30%61.91%12.12%3.66%100.00%电费成本=单价×PUE×8760小时，如果电费单价从0.9元降低到0.64元，则单机柜/KW的成本//年降低15%。项目电费单价PUE时间提升方向平均0.9元/度1.6到1.3365×24小时类型3KW机柜（万）5KW机柜（万）单机柜业务成本¥7.0¥11.7电费占比¥3.8¥6.3CAPEXOPEXIDC全生命周期成本解析上表可见，机电造价占总造价的62%，5储能在IDC中的价值分析北京电价尖峰（kw）峰段（kw）平段（kw）谷段(kw)夏季7、8月1.50651.37820.85950.3658全年其余月份1.37820.85950.3658利用峰谷电价差的政策，虽然使用总电量不变，若在电费低谷时段用电多，高峰时用电少，总电费会降低。如：电表B-电表A比如1KW每天谷时充电，峰时放电8小时一年的储能收益是2600元。即：1KW×8小时/天/年的储能收益=2600元。则1000KW（1MW）年储能收益为260万。经济合理的移峰填谷的方案，最高可降低单KWH电价成本约40%。电表A电表B发改委为鼓励平衡用电，制定了达3.5倍的峰谷电价差政策（国网公司95598网站2016年数据）储能在IDC中的价值分析北京电价尖峰（kw）峰段（kw）平段6不同地区的峰谷分时电价差人类对化石能源短缺和枯竭的预期全球气候变化的现实威胁新能源革命以电为主的新一代能源系统以10KV接入电压等级为例地区用电分类尖峰电价(元/度)峰时电价(元/度)平时电价(元/度)谷时电价(元/度)峰谷价差(元/度)综合电价1(元/度)综合电价2(元/度)电价降幅北京市一般工商业1.49951.3710.8530.3591.0120.8610.52339％上海市两部制/工商业夏季1.1660.7220.3470.8190.7450.47237%非夏季1.2010.7470.2820.9190.7430.43741%江苏省普通工业

1.3820.8290.3761.0050.8620.52739%佛山市普通工业

1.4490.8960.4700.9790.9380.61235%湖北省一般工商业

1.6380.9100.4371.2010.9950.59440%天津市一般工商业

1.3450.9000.4740.8710.9060.61633％浙江省一般工商业

1.3271.0320.5260.8010.9610.79418%备注：1计算假设负荷分布均匀；2.储能系统成本没计算在内；不同地区的峰谷分时电价差人类对化石能源全球气候变化的现实威胁7需求侧相应补贴全球气候变化的现实威胁新能源革命以电为主的新一代能源系统需求侧响应（DemandResponse，DR），是指通过电价调整或提供资金奖励，引导用户根据系统需要改变原有的用电模式，达到减少或推移某时段的用电负荷而响应电力供应，从而保证电网系统的稳定性。需求侧响应，按照用户不同的响应方式将电力市场下的需求响应分为两类：基于价格和基于激励。第三类：对通过主动需求响应临时性减少的高峰电力负荷项目，按照响应时间(24小时、4小时、30分钟)签订合同，奖励标准分为三档，分别为：80元/千瓦、100元/千瓦、120元/千瓦。需求侧相应补贴全球气候变化的现实威胁新能源革命以电为主的新一8

IDC储能＋后备系统解决方案PART2IDC储能＋后备系统解决方案PART29IDC储能+备电系统的总体方案不改变原有IDC数据中心机房配电机构设计，使用原有配电系统的空间、位置、线缆，承载在允许范围内。使用集采的模块化UPS设备，可设置为市电+电池联合供电的控制逻辑。需将原设计的普通铅酸电池改为储能用铅炭电池。原设计的30分钟后备电池，其中15分钟作后备保障，另外的15分钟容量，用于储能。

经测试验证，模拟错峰储能8h放电，接着模拟停电，仍可全容量放电15分钟，保证负载安全。储能电池放电能力验证：IDC储能+备电系统的总体方案不改变原有IDC数据中心机房配10IDC储能+备电系统的总体方案电源监控模块控制系统的输出电压，实现储能电池的充电、放电控制。无需对系统进行额外的改造。电池在尖峰时刻放电时，此时电源设备处于部分休眠备用状态，一旦电池故障，电源设备可无缝承接全部负载电流。放电安全截止控制：设定安全截止电压、安全截止容量（50%），两个条件只要一个条件满足即停止放电。剩余容量一则保障电池循环寿命、二则作为交流停电时的荷电备用。充电容量确认：早晨放电前核算：充电容量＞昨日放电容量的100%作为电池放电的必要条件，防止电池长期亏电，影响电池的使用寿命。灵活的储能配置，只要有负荷，就可以产生效益，改动成本很低。浮充电压终止电压白天小电流放电8小时晚上8小时充电储能后备IDC储能+备电系统的总体方案电源监控模块控制系统的输出电压11移峰填谷应急保障机制：充电、放电、静止当中，电池全部挂接在系统内，不改变原供电模式的物理结构，时刻保证备用电量达15分钟，保证系统供电安全。当市电突然中断时，全部负荷用电由蓄电池供应，柴油发电机组同时启动，在15分钟内完成油机与市电的转换，保证系统供电不会中断。时段市电A电池BIT负载CT1谷市电向负载供电也给电池充电A=B+C蓄电池充电B=A-CCT2平全部市电供电A=C电池不充电、不放电B=0CT3峰部分市电供电A=C-B部分电池供电

B=C-ACT3T3T2T2T2T1G~负载C负载C~_~AABBIDC储能+备电系统的削峰填谷运行机制移峰填谷应急保障机制：时段市电A电池BIT负载CT1谷市电向12IDC储能+后备系统解决方案系统架构和拓扑IDC储能+后备系统解决方案系统架构和拓扑13IDC储能+后备系统解决方案010302

模块化UPS

长寿命循环电池柴油发电机组自动投切技术.项目关键技术04BMS，EMSIDC储能+后备系统解决方案01030214Cyclingbetween30%SoCand80%SoC(模拟削峰填谷)南都REX-C铅炭电池实测数据长寿命的铅炭电池Cyclingbetween30%SoCand801510KV自投切运行方案应用成熟，投切时间可控制在5~10分钟因10KV高压配电柜油机市电转换柜没有机械互锁，电气隔离，所以供电公司不允许使用高压油自动投切，导致切换时间长，必须配备大量蓄电池。目前市场上已经有了可靠的市电停电后柴油发电机组自动启动解决方案，自动完成油机市电转换的10KV配电解决方案。实现了电气互锁、机械互锁、柜体实现了5防连锁，经过了2000次以上可靠性测试，可以通过供电局的自动投切供电方案审核。柴油发电机自动启动、自动投切后，可以极大的提高供电的可靠性，可以压缩蓄电池后备时间到15分钟以下，为储能运行方案提供了基础。自动投切技术10KV自投切运行方案应用成熟，投切时间可控制在5~10分钟16模块化UPS每个模块可以工作在市电模式，也可以工作在电池模式，利用模块化UPS这一特点，电池市电联合供电的实现方法：让一部分UPS功率模块工作在电池模式，另外一部分模块工作在市电模式，实现市电电池联合供电。模块内部市电电池桥臂共用，不用改动现有硬件线路，只需对软件逻辑控制做改动。单台200KVAUPS有5个功率模块，可使其上面4个模块工作在市电模式，下面1个模块工作在电池模式，达到联合供电的目的模块化的UPS技术模块化UPS每个模块可以工作在市电模式，也可以工作在电池模式17市电电池联合供电_供电能源来源示意图市电电池联合供电模式：电池供电模式：市电电池联合供电模式能量来源：工作在市电模式的模块，本例为UPS模块1、2、3、4，能量来自于市电；工作在电池模式的模块，本例为UPS模块5，能量来自于UPS整机的所有输入电池组。电池供电模式能量来源：电池模式供电时，所有模块能量来自于UPS整机的所有输入电池组。图备注:实线：有线缆连接，且有功率电流虚线：有线缆连接，但无功率电流市电电池联合供电_供电能源来源示意图市电电池联合供电模式：电18电池管理系统SOC模型SoC%=100%x(额定容量+容量补偿因素+自放电效应+老化效应-放电量+充电量)/额定容量在掌握电池特性的基础上，综合考虑自放电、温度、倍率、老化等修正系数充分考虑电化学反应的极化特征，建立不同倍率、温度和SoC态的放电曲线库；充放电曲线为主，温度、电流、内阻为辅；建立数学模型，反应电压变化规律放电时间放电电压改进的安时积分模型电化学极化模型两种模型互补不断自修正，提高估算精度神经网络法？卡尔曼滤波法？跟踪进展电池管理系统SOC模型SoC%=100%x(额定容量+容量补19市电电池联合供电_风险场景1：ECM模块故障保护逻辑：1.当主控ECM1故障，ECM2立即接管；2.两块ECM均故障，退出市电电池联合供电模式，UPS将转到旁路供电模式，在此转换过程中，UPS输出依旧不间断，保证后端负载不掉电控制信号控制信号市电电池联合供电_风险场景1：ECM模块故障保护逻辑：控制信20市电电池联合供电_风险场景2：主功率模块故障当某一个或几个功率模块故障时：如果其它正常主功率模块不过载，ECM控制其它正常主功率模块继续工作在逆变模式；当其它正常主功率模块过载时，系统转旁路供电，主控模块ECM1发送指令到各主功率模块，退出市电电池联合供电模式。在此转换过程中，UPS输出依旧不间断，保证后端负载不掉电控制信号控制信号市电电池联合供电_风险场景2：主功率模块故障当某一个或几个功21市电电池联合供电_风险场景3：市电或电池掉电当市电电池联合供电时，如果市电掉电，上图4个蓝色主功率模块检测到该状况以后，在几个ms内快速切换到电池模式供电，因为模块内母线电容能量能支撑10ms时间，因此依然可以实现UPS输出不断电。当市电电池联合供电时，如果电池失效，上图红色主功率模块检测到该状况以后，在几个ms内快速切换到市电模式供电，依然可以实现UPS输出不断电。控制信号控制信号市电电池联合供电_风险场景3：市电或电池掉电当市电电池联合供22

储能商业化模式分析PART3储能商业化模式分析PART323南都储能商业模式演变储能业务在5年的时间内实现了从电池到系统到投资运营的跨越式发展，无论市场和技术能力还是商业模式都有了巨大的质变。电池--载体/工具储能电站投资+运营南都储能商业模式演变储能业务在5年的时间内实现了从电池到系统24历史业绩和品牌积累是基础编号储能/微网项目编号储能/微网项目1东福山岛风光柴储微网示范项目24中国科学院沈阳自动化研究所微电网实验平台搭建项目2南都光储一体化微网混合储能电站25汉能FE赛车集装箱项目3南网光储一体化联合设计项目26国电南瑞集团863项目4四方清华南都内蒙风能储能电站项目27江苏边防部队车牛山岛微电网5国家风光储输示范工程（一期）张北项目28青海玉树无电地区离网光伏电站项目6万山海岛新能源微电网示范项目29甘肃玉门光储电网融合项目7上海电力公司漕溪能源转换工程技术研究中心微网30上海电器科学研究所微电网实验项目8鹿西岛并网型微网示范工程863项目31某海岛光储柴一体化微电网项目9江苏大丰万吨级海水淡化系统32低碳所北二车微网储能项目集装箱储能系统10江西新余开发区微网示范项目33总装部某部队微电网光伏电站系统工程11沈阳工程学院智能微电网实验平台项目34印度国家电力公司调峰调频储能项目12华电国家分布式能源技术研发中心储能系统项目35新加坡HDB光伏储能项目13南网电科院广成铝业光储一体化863项目36许继电气实验室储能项目14中广核青海共和离网储能项目37国家新能源示范城市吐鲁番微电网试点工程15杭州电子科技大学并网型光储项目38低碳所北二车集装箱储能系统微网二期项目16天合光能微网示范项目39低碳所园区光储充一体化示范项目17哈尔滨市松北科技创新城光伏储能项目40神华乌海煤矿应急储能电源系统18南网电科院配电网自愈试验项目(863项目)41南京四方电气实验室微电网项目19天津大学实验室微网项目42海南电科院光储微网项目20国网电力科学研究院的微网实验项目43厦门科华工业园区光储充微网项目21江西共青城智能电网项目44乌兹别克斯坦离网光储项目22上海电力学院微网储能示范项目45北美SPS公司“光伏+储能”项目23大丰金风风光储智能微网项目

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通过前5年的努力，南都已经成为储能行业的事实龙头老大，在行业内占据举足轻重的地位。历史业绩和品牌积累是基础编号储能/微网项目编号储能/微网项目25储能技术路线---储能经济性对比*此处考虑铅酸电池的可回收性，以传统铅酸电池成本30%可回收计算备注：①储电成本——系统在寿命周期内每储一度电的成本②综合体现电池一次购置成本、循环寿命以及能量效率，不考虑运维成本DOD寿命运行期间放出总电量系统能效/%系统成本￥/Wh系统储电成本￥/kWh传统铅酸电池0.81,200960C800.841.0*锂离子电池0.85,0004,000C903.00.83全钒液流电池113,00013,000C706.50.72钠硫电池13,0003000C804.51.87铅炭电池0.56,0003000C851.150.45*储能技术路线---储能经济性对比*此处考虑铅酸电池的可回收26首创的储能“投资+运营”商用化模式“投资+运营”商用化模式类似于合同能源管理（EPC）模式，通过与客户签订节能服务合同，为客户提供包括：用电诊断、项目设计、项目融资、设备采购、工程施工、设备安装调试、人员培训、节能计量确认和保证等一整套的节能服务，并从客户进行节能改造后获得的节能效益中收回投资和取得利润。创新的商业模式将用户端、第三方储能企业等投资主体、储能产业基金等金融机构之间形成有效的利益分配机制，加速推进储能的商用化规模应用。首创的储能“投资+运营”商用化模式“投资+运营”商用化模式类27IDC机房储能费用计量控制方案G负载负载储能收益：=∑B分时电费/电源设备效率-∑A分时电费注：电费单价以当月电力局出具的分时电价为准。~_电表B1电表B2电表A1电表A2~_在开关电源系统、UPS系统交流进线侧，安装分时计量电表A，输出列头柜安装分时计量电表B。按照电表B分时电量、峰谷平电价、系统效率，计算非储能模式所需的电费。按照电表A分时电量、峰谷平电价，计算储能模式运行下的电费。储能电表采用三相五线制，满足国家电费计量精度要求，具有计量许可认证。电表数据定期上传到储能平台。IDC机房储能费用计量控制方案G负载负载储能收益：=∑B分时28运营商收益点：节省Capex、Opex、财务成本总节省2.2亿储能模式:节约总投资15,000万Capex:传统模式,电池&BMS设备投资与工程安装费用总计15,000万(按普通UPS电池)储能模式:节约电费支出按合同能源管理分成Opex电费支出:总计17,779万;传统模式,∑(电源设计容量*逐年功率比例*峰谷电分时价格*365天)储能模式:节省财务成本750万/年财务成本:传统模式,(电池及其设备):6000万储能模式:节约运维费支出180万/年Opex运维费用:传统模式，人工设备维护总计1440万(总投资成本*2%*8年)以北京市地区商业用电为例，建设60MW数据中心机房IT负荷为设计对象，以8年运行周期计算。运营商收益点：节省Capex、Opex、财务成本总节省2.229

储能容量：121.7MWh；本项目的模式是由提供产品向提供储能+备电服务转变；标志着南都“投资+运营”储能商业化模式成功打开了数据中心市场，实现了IDC领域的削峰填谷储能应用，为储能开辟了一个稳健和更富有潜力的市场。

储能功能：储能+备电服务项目；提供IT负荷后备15分钟备电能力，剩余容量参与电费管理，用于削峰填谷储能服务，同时可参与电力需求侧响应。项目概况项目收益点用户收益点：项目全寿命周期给用户节约Capex投资成本约1.27亿元，Opex运营成本约9889.7万元。参与北京市电力需求侧响应，获取政府补贴。商业化项目：中移动政企IDC储能+备电服务项目储能容量：121.7MWh；项目概况项目收益点用户收益点30微网储能点亮世界绿色能源驱动未来微网储能点亮世界绿色能源驱动未来31浙江南都能源动力股份有限公司2017.4.24苏州IDC储能＋备电系统解决方案吴贤章浙江南都能源动力股份有限公司IDC储能＋备电系统解决方案3201储能在的IDC行业中的价值IDC储能＋备电的系统方案IDC储能＋备电的商业模式0203IDC储能＋备电系统解决方案目录01储能在的IDC行业中的价值IDC储能＋备电的系统方案ID33储能在IDC行业中的价值PART1储能在IDC行业中的价值PART1342012201320142015148.2153.4157.5161.54.5%3.5%2.7%2.5%数据中心的建设受经济和政策影响不大数据中心运维大多还处于发展初期节能降耗成为数据中心建设新热点166.22.9%2016单位：亿元人民币数据中心基础设施投资额*及同比增长率当前中国数据中心每年新增投资规模在1000亿元人民币左右，包含服务器、网络存储、网络设备、基础设施产品等，随着中国信息化社会的快速推进，以及云计算、物联网等产业的崛起，数据中心作为终端海量数据的承载与传输实体，每年的投资增速日益加快，2014年中国数据中心保有量约为4.9万个，总面积约为1300万平米，预计到达2020年，中国数据中心保有量将超过8万个，总面积将超过3000万平米。中国数据中心（IDC）整体现状2012201320142015148.2153.4157.35IDC全生命周期成本解析上表可见，机电造价占总造价的62%，但是总造价经过土地50年、建筑30年、设备5～10年的折旧计算后，只占总成本的29%，54%的成本是电费成本，降低IDC年运营成本的最关键的两个部分：1、降低电费单价，2、降低PUE。注：1、按照每个机柜用电到额定电量测算，最恶劣状况。2、资金成本按照6%的贴现率计算项目电费成本/kw/年年折旧分摊成本/kw维护成本元/kw/年资金成本元/年总成本资金（元）¥12,614.4¥6,750.5¥1,354.1¥2,751.8¥23,470.7占比53.75%28.76%5.77%11.72%100.00%项目土建造价/KW设施造价/KWIT造价/KW传输一次投入总成本资金（元）¥10,229.5¥28,394.3¥5,559.8¥1,679.2¥45,862.7占比22.30%61.91%12.12%3.66%100.00%电费成本=单价×PUE×8760小时，如果电费单价从0.9元降低到0.64元，则单机柜/KW的成本//年降低15%。项目电费单价PUE时间提升方向平均0.9元/度1.6到1.3365×24小时类型3KW机柜（万）5KW机柜（万）单机柜业务成本¥7.0¥11.7电费占比¥3.8¥6.3CAPEXOPEXIDC全生命周期成本解析上表可见，机电造价占总造价的62%，36储能在IDC中的价值分析北京电价尖峰（kw）峰段（kw）平段（kw）谷段(kw)夏季7、8月1.50651.37820.85950.3658全年其余月份1.37820.85950.3658利用峰谷电价差的政策，虽然使用总电量不变，若在电费低谷时段用电多，高峰时用电少，总电费会降低。如：电表B-电表A比如1KW每天谷时充电，峰时放电8小时一年的储能收益是2600元。即：1KW×8小时/天/年的储能收益=2600元。则1000KW（1MW）年储能收益为260万。经济合理的移峰填谷的方案，最高可降低单KWH电价成本约40%。电表A电表B发改委为鼓励平衡用电，制定了达3.5倍的峰谷电价差政策（国网公司95598网站2016年数据）储能在IDC中的价值分析北京电价尖峰（kw）峰段（kw）平段37不同地区的峰谷分时电价差人类对化石能源短缺和枯竭的预期全球气候变化的现实威胁新能源革命以电为主的新一代能源系统以10KV接入电压等级为例地区用电分类尖峰电价(元/度)峰时电价(元/度)平时电价(元/度)谷时电价(元/度)峰谷价差(元/度)综合电价1(元/度)综合电价2(元/度)电价降幅北京市一般工商业1.49951.3710.8530.3591.0120.8610.52339％上海市两部制/工商业夏季1.1660.7220.3470.8190.7450.47237%非夏季1.2010.7470.2820.9190.7430.43741%江苏省普通工业

1.3820.8290.3761.0050.8620.52739%佛山市普通工业

1.4490.8960.4700.9790.9380.61235%湖北省一般工商业

1.6380.9100.4371.2010.9950.59440%天津市一般工商业

1.3450.9000.4740.8710.9060.61633％浙江省一般工商业

1.3271.0320.5260.8010.9610.79418%备注：1计算假设负荷分布均匀；2.储能系统成本没计算在内；不同地区的峰谷分时电价差人类对化石能源全球气候变化的现实威胁38需求侧相应补贴全球气候变化的现实威胁新能源革命以电为主的新一代能源系统需求侧响应（DemandResponse，DR），是指通过电价调整或提供资金奖励，引导用户根据系统需要改变原有的用电模式，达到减少或推移某时段的用电负荷而响应电力供应，从而保证电网系统的稳定性。需求侧响应，按照用户不同的响应方式将电力市场下的需求响应分为两类：基于价格和基于激励。第三类：对通过主动需求响应临时性减少的高峰电力负荷项目，按照响应时间(24小时、4小时、30分钟)签订合同，奖励标准分为三档，分别为：80元/千瓦、100元/千瓦、120元/千瓦。需求侧相应补贴全球气候变化的现实威胁新能源革命以电为主的新一39

IDC储能＋后备系统解决方案PART2IDC储能＋后备系统解决方案PART240IDC储能+备电系统的总体方案不改变原有IDC数据中心机房配电机构设计，使用原有配电系统的空间、位置、线缆，承载在允许范围内。使用集采的模块化UPS设备，可设置为市电+电池联合供电的控制逻辑。需将原设计的普通铅酸电池改为储能用铅炭电池。原设计的30分钟后备电池，其中15分钟作后备保障，另外的15分钟容量，用于储能。

经测试验证，模拟错峰储能8h放电，接着模拟停电，仍可全容量放电15分钟，保证负载安全。储能电池放电能力验证：IDC储能+备电系统的总体方案不改变原有IDC数据中心机房配41IDC储能+备电系统的总体方案电源监控模块控制系统的输出电压，实现储能电池的充电、放电控制。无需对系统进行额外的改造。电池在尖峰时刻放电时，此时电源设备处于部分休眠备用状态，一旦电池故障，电源设备可无缝承接全部负载电流。放电安全截止控制：设定安全截止电压、安全截止容量（50%），两个条件只要一个条件满足即停止放电。剩余容量一则保障电池循环寿命、二则作为交流停电时的荷电备用。充电容量确认：早晨放电前核算：充电容量＞昨日放电容量的100%作为电池放电的必要条件，防止电池长期亏电，影响电池的使用寿命。灵活的储能配置，只要有负荷，就可以产生效益，改动成本很低。浮充电压终止电压白天小电流放电8小时晚上8小时充电储能后备IDC储能+备电系统的总体方案电源监控模块控制系统的输出电压42移峰填谷应急保障机制：充电、放电、静止当中，电池全部挂接在系统内，不改变原供电模式的物理结构，时刻保证备用电量达15分钟，保证系统供电安全。当市电突然中断时，全部负荷用电由蓄电池供应，柴油发电机组同时启动，在15分钟内完成油机与市电的转换，保证系统供电不会中断。时段市电A电池BIT负载CT1谷市电向负载供电也给电池充电A=B+C蓄电池充电B=A-CCT2平全部市电供电A=C电池不充电、不放电B=0CT3峰部分市电供电A=C-B部分电池供电

B=C-ACT3T3T2T2T2T1G~负载C负载C~_~AABBIDC储能+备电系统的削峰填谷运行机制移峰填谷应急保障机制：时段市电A电池BIT负载CT1谷市电向43IDC储能+后备系统解决方案系统架构和拓扑IDC储能+后备系统解决方案系统架构和拓扑44IDC储能+后备系统解决方案010302

模块化UPS

长寿命循环电池柴油发电机组自动投切技术.项目关键技术04BMS，EMSIDC储能+后备系统解决方案01030245Cyclingbetween30%SoCand80%SoC(模拟削峰填谷)南都REX-C铅炭电池实测数据长寿命的铅炭电池Cyclingbetween30%SoCand804610KV自投切运行方案应用成熟，投切时间可控制在5~10分钟因10KV高压配电柜油机市电转换柜没有机械互锁，电气隔离，所以供电公司不允许使用高压油自动投切，导致切换时间长，必须配备大量蓄电池。目前市场上已经有了可靠的市电停电后柴油发电机组自动启动解决方案，自动完成油机市电转换的10KV配电解决方案。实现了电气互锁、机械互锁、柜体实现了5防连锁，经过了2000次以上可靠性测试，可以通过供电局的自动投切供电方案审核。柴油发电机自动启动、自动投切后，可以极大的提高供电的可靠性，可以压缩蓄电池后备时间到15分钟以下，为储能运行方案提供了基础。自动投切技术10KV自投切运行方案应用成熟，投切时间可控制在5~10分钟47模块化UPS每个模块可以工作在市电模式，也可以工作在电池模式，利用模块化UPS这一特点，电池市电联合供电的实现方法：让一部分UPS功率模块工作在电池模式，另外一部分模块工作在市电模式，实现市电电池联合供电。模块内部市电电池桥臂共用，不用改动现有硬件线路，只需对软件逻辑控制做改动。单台200KVAUPS有5个功率模块，可使其上面4个模块工作在市电模式，下面1个模块工作在电池模式，达到联合供电的目的模块化的UPS技术模块化UPS每个模块可以工作在市电模式，也可以工作在电池模式48市电电池联合供电_供电能源来源示意图市电电池联合供电模式：电池供电模式：市电电池联合供电模式能量来源：工作在市电模式的模块，本例为UPS模块1、2、3、4，能量来自于市电；工作在电池模式的模块，本例为UPS模块5，能量来自于UPS整机的所有输入电池组。电池供电模式能量来源：电池模式供电时，所有模块能量来自于UPS整机的所有输入电池组。图备注:实线：有线缆连接，且有功率电流虚线：有线缆连接，但无功率电流市电电池联合供电_供电能源来源示意图市电电池联合供电模式：电49电池管理系统SOC模型SoC%=100%x(额定容量+容量补偿因素+自放电效应+老化效应-放电量+充电量)/额定容量在掌握电池特性的基础上，综合考虑自放电、温度、倍率、老化等修正系数充分考虑电化学反应的极化特征，建立不同倍率、温度和SoC态的放电曲线库；充放电曲线为主，温度、电流、内阻为辅；建立数学模型，反应电压变化规律放电时间放电电压改进的安时积分模型电化学极化模型两种模型互补不断自修正，提高估算精度神经网络法？卡尔曼滤波法？跟踪进展电池管理系统SOC模型SoC%=100%x(额定容量+容量补50市电电池联合供电_风险场景1：ECM模块故障保护逻辑：1.当主控ECM1故障，ECM2立即接管；2.两块ECM均故障，退出市电电池联合供电模式，UPS将转到旁路供电模式，在此转换过程中，UPS输出依旧不间断，保证后端负载不掉电控制信号控制信号市电电池联合供电_风险场景1：ECM模块故障保护逻辑：控制信51市电电池联合供电_风险场景2：主功率模块故障当某一个或几个功率模块故障时：如果其它正常主功率模块不过载，ECM控制其它正常主功率模块继续工作在逆变模式；当其它正常主功率模块过载时，系统转旁路供电，主控模块ECM1发送指令到各主功率模块，退出市电电池联合供电模式。在此转换过程中，UPS输出依旧不间断，保证后端负载不掉电控制信号控制信号市电电池联合供电_风险场景2：主功率模块故障当某一个或几个功52市电电池联合供电_风险场景3：市电或电池掉电当市电电池联合供电时，如果市电掉电，上图4个蓝色主功率模块检测到该状况以后，在几个ms内快速切换到电池模式供电，因为模块内母线电容能量能支撑10ms时间，因此依然可以实现UPS输出不断电。当市电电池联合供电时，如果电池失效，上图红色主功率模块检测到该状况以后，在几个ms内快速切换到市电模式供电，依然可以实现UPS输出不断电。控制信号控制信号市电电池联合供电_风险场景3：市电或电池掉电当市电电池联合供53

储能商业化模式分析PART3储能商业化模式分析PART354南都储能商业模式演变储能业务在5年的时间内实现了从电池到系统到投资运营的跨越式发展，无论市场和技术能力还是商业模式都有了巨大的质变。电池--载体/工具储能电站投资+运营南都储能商业模式演变储能业务在5年的时间内实现了从电池到系统55历史业绩和品牌积累是基础编号储能/微网项目编号储能/微网项目1东福山岛风光柴储微网示范项目24中国科学院沈阳自动化研究所微电网实验平台搭建项目2南都光储一体化微网混合储能电站25汉能FE赛车集装箱项目3南网光储一体化联合设计项目26国电南瑞集团863项目4四方清华南都内蒙风能储能电站项目27江苏边防部队车牛山岛微电网5国家风光储输示范工程（一期）张北项目28青海玉树无电地区离网光伏电站项目6万山海岛新能源微电网示范项目29甘肃玉门光储电网融合项目7上海电力公司漕溪能源转换工程技术研究中心微网30上海电器科学研究所微电网实验项目8鹿西岛并网型微网示范工程863项目31某海岛光储柴一体化微电网项目9江苏大丰万吨级海水淡化系统32低碳所北二车微网储能项目集装箱储能系统10江西新余开发区微网示范项目33总装部某部队微电网光伏电站系统工程11沈阳工程学院智能微电网实验平台项目34印度国家电力公司调峰调频储能项目12华电国家分布式能源技术研发中心储能系统项目35新加坡HDB光伏储能项目13南网电科院广成铝业光储一体化863项目36许继电气实验室储能项目14中广核青海共和离网储能项目37国家新能源示范城市吐鲁番微电网试点工程15杭州电子科技大学并网型光储项目38低碳所北二车集装箱储能系统微网二期项目16天合光能微网示范项目39低碳所园区光储充一体化示范项目17哈尔滨市松北科技创新城光伏储能项目40神华乌海煤矿应急储能电源系统18南网电科院配电网自愈试验项目(863项目)41南京四方电气实验室微电网项目19天津大学实验室微网项目42海南电科院光储微网项目20国网电力科学研究院的微网实验项目43厦门科华工业园区光储充微网项目21江西共青城智能电网项目44乌兹别克斯坦离网光储项目22上海电力学院微网储能示范项目45北美SPS公司“光伏+储能”项目23大丰金风风光储智能微网项目

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通过前5年的努力，南都已经成为储能行业的事实龙头老大，在行业内占据举足轻重的地位。历史业绩和品牌积累是基础编号储能/微网项目编号储能/微网项目56储能技术路线---储能经济性对比*此处考虑铅酸电池的可回收性，以传统铅酸电池成本30%可回收计算备注：①储电成本——系统在寿命周期内每储一度